Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Нерюнгринская ГРЭС" филиала "Нерюнгринская ГРЭС" АО "ДГК". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Нерюнгринская ГРЭС" филиала "Нерюнгринская ГРЭС" АО "ДГК"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Нерюнгринская ГРЭС» филиала «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;

-    периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

-    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных

о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя контроллер многофункциональный ARIS MT200 (далее по тексту - УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту - УСВ), входящее в состав УСПД, каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК) АО «ДГК», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД (или АРМ) ежесуточно формирует и отправляет с использованием электронной подписи (далее - ЭП) с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.

СОЕВ включает в себя УСВ (входящее в состав УСПД) на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 мс. Коррекция часов счетчиков осуществляется от часов УСПД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счечтиков более чем на ±2 с. Коррекция часов сервера БД осуществляется от часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСПД более чем на ±1 с.

АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Заводской номер (№ 1019.01) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «ТЕЛЕСКОП+» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ТЕЛЕСКОП+

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.0.1.1

Цифровой идентификатор ПО:

-    сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll

-    АРМ Энергетика ASCUE MZ4.dll

f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63 a8822ab86c2751ca

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «ТЕЛЕСКОП+» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование ИК

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Нерюнгринская ГРЭС, ТГ №1 вывода генератора 15,75 кВ

ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. №21255-08

ЗНОМ-15-63 Кл. т. 0,5 Ктн

15750:л/з/100:л/з Рег. № 1593-70

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04

ARIS МТ200 Per. № 53992-13

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,8

±4,0

2

Нерюнгринская ГРЭС, ТГ №2 вывода генератора 15,75 кВ

ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. №21255-08

ЗНОМ-15-63 Кл. т. 0,5 Ктн

15750:л/з/100:л/з Рег. № 1593-70

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,8

±4,0

3

Нерюнгринская ГРЭС, ТГ №3 вывода генератора 15,75 кВ

ТШЛ-20-1 Кл.т. 0,2S Ктт 10000/5 Рег. №21255-08

ЗНОМ-15-63 Кл. т. 0,5 Ктн

15750:л/з/100:л/з Рег. № 1593-70

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,8

±4,0

4

Нерюнгринская ГРЭС, ОРУ-220 кВ, яч.9, КВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС-Тында с отпайкой на ПС НПС-19

ТБМО-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2S Ктт 300/1 Рег. № 27069-05

НАМИ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн

220000:л/з/100:л/з

Рег. № 20344-05

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,7

±3,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

Нерюнгринская ГРЭС, ОРУ-220 кВ, яч.7, ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС-Нагорный с отпайкой на ПС НПС-19

ТБМО-220 УХЛ1 Кл.т. 0,2S Ктт 300/1 Рег. № 27069-05

НАМИ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн

220000:л/з/100:л/з

Рег. № 20344-05

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04

ARIS МТ200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,7

±3,9

6

Нерюнгринская ГРЭС, ОРУ-220 кВ, яч.3, ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС-НПС-18 №1

ТВ-220 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн

220000:л/з/100:л/з

Рег. № 20344-05

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04

активная

реактивная

±0,9

±2,3

±2,7

±5,2

7

Нерюнгринская ГРЭС, ОРУ-220 кВ, яч.5, ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС-НПС-18 №2

SB 0,8 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. №20951-08

НАМИ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн

220000:л/з/100:л/з

Рег. № 20344-05

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,7

±3,9

8

Нерюнгринская ГРЭС, ОРУ-220 кВ, яч.2, ОМВ-220 кВ

ТВ-220 Кл.т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-220 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн

220000:л/з/100:л/з

Рег. № 20344-05

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 27524-04

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,7

±3,9

9

Нерюнгринская ГРЭС, ОРУ-ПО кВ, яч.13, ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС-Чульманская ТЭЦ I цепь с отпайками

ТВ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн

110000:л/з/100:л/з

Рег. №24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±0,8

±1,5

±3,3

±5,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Нерюнгринская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч.11, ВЛ-110 кВ Нерюнгринская ГРЭС- Чульманская ТЭЦ II цепь с отпайками

ТВ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн

110000:л/з/100:л/з

Рег. №24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

ARIS МТ200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

±0,8

±1,5

±3,3

±5,9

11

Нерюнгринская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч.17, ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Фабрика I цепь с отпайками

ТВИ-110 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 30559-05 ТВ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн

110000:л/з/100:л/з

Рег. №24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,0

±6,8

12

Нерюнгринская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч.15, ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Фабрика II цепь с отпайками

ТВИ-110 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 30559-05

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн

110000:л/з/100:л/з

Рег. №24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,0

±6,8

13

Нерюнгринская ГРЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 16, ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС - СХК II цепь с отпайкой на ПС Серебрянный бор

ТВ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн

110000:л/з/100:л/з

Рег. №24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±0,8

±1,5

±3,3

±5,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

14

Нерюнгринская ГРЭС, ОРУ-ПО кВ, яч.14, ВЛ 110 кВ Нерюнгринская ГРЭС- СХК I цепь с отпайкой на ПС Серебрянный бор

ТВИ-110 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 30559-05 ТВ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 19720-06

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн

110000:л/з/100:л/з

Рег. №24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

ARIS МТ200 Рег. № 53992-13

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,0

±6,8

15

Нерюнгринская ГРЭС, ОРУ-ПО кВ, яч.5, ВЛ 110 кВ НГРЭС-ВГК

ТВИ-110 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. № 30559-05

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн

110000:л/з/100:л/з

Рег. №24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,0

±6,8

16

Нерюнгринская ГРЭС, ОРУ-ПО кВ, яч.4, OB 110 кВ

ТВ-ТМ-35 Кл. т. 0,5S Ктт 1000/5 Рег. №61552-15

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т 0,2 Ктн

110000:л/з/100:л/з

Рег. №24218-03

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±4,0

±6,8

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

1

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3    Погрешность в рабочих условиях указана coscp = 0,8 инд 1=0,02 Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 16 от -40 до +60 °С. Для ИК №№ 11,14 значения погрешности указаны для комбинации средств измерений с наименьшими показателями точности измерения (ТТ кл.т. 0,5S, ТН кл.т. 0,2, счетчик кл.т. 0,5S/1,0)

4    Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных метрологических характеристик.

6    Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа.

7    Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

8    Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

9    Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

16

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Г ц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности СОБф

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,5 до 50,5

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -60 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, оС

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС

от +10 до +30

- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС

от 0 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

2

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

88000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

Глубина хранения информации Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

113

- при отключении питания, год, не менее

30

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, год, не

менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, год, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

-    коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

-    формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;

-    отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

-    перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

-    журнал УСПД:

-    ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

-    попыток несанкционированного доступа;

-    связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;

-    перезапусков ИВКЭ;

-    фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

-    результатов самодиагностики;

-    отключения питания.

-    журнал сервера:

-    изменение значений результатов измерений;

-    изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;

-    факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

-    пропадание питания;

-    замена счетчика;

-    полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

электросчетчика;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформаторы тока

ТШЛ-20-1

9

Трансформаторы тока

ТБМО-220 УХЛ1

6

Трансформаторы тока

ТВ-220

6

Трансформаторы тока

ТВ-110

13

Трансформаторы тока встроенные

SB 0,8

3

Трансформаторы тока измерительные

ТВИ-110

8

Трансформаторы тока

ТВ-ТМ-35

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОМ-15-63

9

Трансформаторы напряжения

НАМИ-220 УХЛ1

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

8

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03.01

8

Контроллер многофункциональный (со встроенным У СВ)

ARIS MT200

1

Программное обеспечение

ПО «ТЕЛЕСКОП+»

1

Паспорт-формуляр

РЭСС.411711.АИИС.1019.01 ПФ

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Нерюнгринская ГРЭС» филиала «Нерюнгринская ГРЭС» АО «ДГК», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011.

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Правообладатель

Акционерное общество «Дальневосточная генерирующая компания»

(АО «ДГК»)

ИНН 1434031363

Адрес: 680000, г. Хабаровск, ул. Фрунзе, 49

Развернуть полное описание